PANORAMA DA INDÚSTRIA DE GÁS NATURAL NO BRASIL: … · 2019. 4. 11. · Gasoduto Bolívia - Brasil (Trecho Norte) TBG Operação 1418 30 Gasoduto Lateral Cuiabá Gasocidente do

PANORAMA DA INDÚSTRIA DE GÁS NATURAL NO BRASIL:

ASPECTOS REGULATÓRIOS E DESAFIOS

JULHO/2002

Panorama da Indústria de Gás Natural no Brasil: Aspectos Regulatórios e Desafios _____________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________

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PANORAMA DA INDÚSTRIA DE GÁS NATURAL NO BRASIL: ASPECTOS REGULATÓRIOS E DESAFIOS

1. INTRODUÇÃO

As mudanças recentemente ocorridas na indústria de petróleo e gás natural fazem parte de um processo mais amplo, de reforma do papel do Estado na economia. Ao longo de diversas décadas o desenvolvimento de tais indústrias esteve atrelado ao investimento estatal e a regulação, por sua vez, na maioria dos casos, se dava internamente à empresa.

No caso dos setores de petróleo e gás natural, por mais de quatro décadas, a Petrobras exerceu o monopólio das diferentes atividades da cadeia, sendo verticalmente integrada. Entretanto, o questionamento da gestão estatal em setores relacionados à infra-estrutura levou a um processo de reforma institucional nestes segmentos. No que diz respeito ao setor petrolífero, essa reforma se pautou na eliminação das barreiras institucionais à entrada, por meio da quebra do monopólio estatal das atividades de produção, refino, comércio internacional e transporte1 destes produtos.

2. REGULAÇÃO NA INDÚSTRIA DE GÁS NATURAL

1.1. REGULAÇÃO E SUAS FUNÇÕES

Regulação consiste em exercer algum grau de controle, normalmente por parte do Estado, sobre uma determinada atividade considerada de interesse público. Normalmente, está relacionada à existência de setores nos quais o monopólio seja a solução mais eficiente para a prestação do serviço. Entretanto, a estrutura monopólica poderia fazer com que os prestadores de serviço auferissem da renda de monopólio gerada na atividade. Assim, a regulação surge como forma de garantir o interesse público, proporcionando tarifas que remunerem os serviços mas, considerando também os interesses dos consumidores e a qualidade dos produtos ofertados.

No caso específico da Regulação no Brasil, esta também tem o papel de regular o mercado durante o processo de transição entre o ambiente monopólico e o ambiente concorrencial que se pretende instaurar.

Pode-se salientar, ainda, a questão de que as atividades reguladas, na maioria das vezes, se caracterizam como indústrias de rede. Isso quer dizer que a indústria é composta por diferentes atividades que se constituem sob a forma de uma rede física. Nessas indústrias, a dinâmica da interconexão é fundamental para a prestação do serviço de forma eficiente.

1 O monopólio continua sendo da União, que pode, mediante concessão ou autorização, permitir o exercício das atividades à qualquer empresa constituída sobre as leis brasileiras. (Lei 9.478/97, Art 4º e 5º).


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1.2. O CASO DO GÁS NATURAL

As duas principais Leis relacionadas à indústria brasileira de gás natural2 são a Constituição Federal e a Lei do Petróleo.

A primeira estabelece, em seu artigo 25 (com o texto dado pela Emenda Constitucional nº5, de 15/08/1995), que os estados da federação têm o direito de explorar os serviços locais de gás canalizado3 .

A Lei do Petróleo estabelece os princípios básicos que norteiam as atividades que compõem as indústrias de petróleo e gás natural4. Muitos desses princípios são apenas explicitados na Lei, devendo ser, posteriormente, regulamentados pela ANP, também criada pela Lei.

O Artigo 8º estabelece que a ANP deve “promover a regulação, a contratação e a fiscalização das atividades econômicas integrantes da indústria do petróleo”. Neste sentido, suas principais atribuições são:

- Obedecer os princípios definidos na política energética nacional, dando ênfase à proteção dos interesses dos consumidores quanto a preço, qualidade e oferta dos produtos;

- Estabelecer os blocos a serem licitados, bem como elaborar os editais para estas licitações (isso tem sido feito e pode ser visto através das 3 Rodadas de Licitação de Blocos já promovidas pela ANP);

- Autorizar o exercício das demais atividades da cadeia, excetuando-se a exploração e a distribuição;

- No caso de não haver acordo entre as partes, a ANP deve estabelecer tarifas que remunerem o serviço prestado, bem como arbitrar o conflito entre os agentes;

- A fiscalização das atividades da cadeia pode se dar diretamente ou mediante convênios.

Desta forma, a regulação na indústria brasileira de gás natural se encontra sob responsabilidade tanto da esfera federal quanto da estadual. A estrutura regulatória do setor, por atividades da cadeia de valor do gás, pode ser vista no esquema abaixo.

2 Com relação à indústria brasileira de gás natural, a principal característica que merece ser salientada é a natureza associada ao petróleo do gás nacional (77% do gás natural produzido no país é associado ao petróleo). Esse aspecto, muitas vezes faz com que a lógica de exploração do gás natural esteja subordinada à lógica de exploração e aproveitamento do petróleo. 3 Existe uma indefinição quanto às atribuições regulatórias no tocante à distribuição de gás. A Constituição estabelece que “os estados da federação têm o direito de explorar os serviços locais de gás canalizado”, mas não dá a eles o poder de regular a exploração destes serviços. Está em tramitação no Congresso Nacional um Projeto de Lei que visa regulamentar o §2º do Art. 25 da Constituição. 4 Esta Legislação estabelece ainda os princípios e objetivos da política energética nacional e a criação do CNPE (um Conselho formado por Ministros de Estado, que tem como funções: promover o aproveitamento racional dos recursos energéticos; assegurar seu fornecimento em todo o território nacional; rever as matrizes energéticas das regiões; estabelecer diretrizes para programas específicos e diretrizes para a importação e exportação de petróleo e gás).


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Figura 1 - COMPETÊNCIA REGULATÓRIA NO SETOR DE GÁS NATURAL

A ANP é, portanto, responsável pela regulação das atividades de produção, importação e transporte de gás natural. Desta forma, a Agência tem, através de Portarias, regulamentado estas atividades, de acordo com os princípios e diretrizes estabelecidos na Lei 9.478/97, conforme pode ser observado no Anexo I.

Atividade de Produção

A Lei do Petróleo estabelece, em seu artigo 21, que todos os direitos de exploração e produção de petróleo e gás natural pertencem à União, cabendo sua administração à ANP. No artigo 23, a mesma legislação prescreve que as atividades de exploração, desenvolvimento e produção de petróleo e gás natural5 serão exercidas mediante contratos de concessão, precedidos de licitação, e no artigo 25, determina que somente poderão obter concessão para exploração de petróleo ou gás natural as empresas que atendam aos requisitos técnicos, econômicos e jurídicos estabelecidos pela ANP.

A regulamentação dessa atividade ocorre mediante os contratos de concessão de produção de petróleo e gás natural assinados entre ANP e os vencedores das Rodadas de Licitação de Blocos instaurados por esta Agência. Esses contratos de concessão deverão prever duas fases distintas: a de exploração e a de produção (incluindo as atividades de desenvolvimento), que explicitam para o concessionário a obrigação de explorar áreas por sua conta e risco e, em caso de êxito, produzir petróleo e gás natural.

5 A Lei 9.478/97 define as distintas atividades: Exploração – avaliação de eventual descoberta de petróleo ou GN, para sua determinação de comercialidade (avaliar áreas e identificar jazidas); Produção – conjunto de operações coordenadas de extração de petróleo ou GN de uma jazida e preparação para sua movimentação; Desenvolvimento – conjunto de operações e investimentos destinados a viabilizar as atividades de produção de um campo de petróleo.

PRODUÇÃO IMPORTAÇÃO

TRANSPORTE

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CONSUMIDORES

DISTRIBUIÇÃO City gate

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O artigo 29 da referida legislação estabelece que existe a possibilidade de transferência do contrato de concessão, desde que previamente autorizada pela ANP. Com isto, a partir de janeiro de 1999, começaram a ser estabelecidas parcerias entre a Petrobras e outras empresas, para o desenvolvimento desta atividade.

Atividade de Transporte

No que diz respeito a este segmento, a Lei do Petróleo estabelece que não é necessário haver processo licitatório, pois o exercício desta atividade deve se dar mediante a autorização da ANP. De acordo com o artigo 56, qualquer empresa ou consórcio poderá receber autorização da ANP para construir instalações e efetuar qualquer modalidade de transporte, seja para suprimento interno, seja para importação e exportação.

Merece destaque o fato de que a Lei prevê o livre-acesso à infra-estrutura de transporte, em seu artigo 58.

Art. 58. Facultar-se-á a qualquer interessado o uso dos dutos de transporte e dos terminais marítimos existentes ou a serem construídos, mediante remuneração adequada ao titular das instalações.

§1º A ANP fixará o valor e a forma de pagamento da remuneração adequada, caso não haja acordo entre as partes, cabendo-lhe também verificar se o valor acordado é compatível com o mercado.

§2º A ANP regulará a preferência a ser atribuída aos proprietário das instalações para a movimentação de seus próprios produtos, com o objetivo de promover a máxima utilização da capacidade de transporte pelos meios disponíveis.

A regulamentação da construção e operação da infra-estrutura de transporte se dá de acordo com a Portaria ANP 170/98. Esta Portaria apresenta os requisitos necessários, bem como os documentos que devem ser enviados à ANP para obtenção de autorização de construção e autorização de dutos. Ela entrou em vigor em novembro de 1998 e, desde então, a ANP autorizou a construção de diversos empreendimentos importantes para o incremento da malha nacional de gasodutos (verificar Anexo II). Essas autorizações estão compiladas na tabela abaixo.

TABELA 1 - AUTORIZAÇÕES CONCEDIDAS PARA CONSTRUÇÃO E OPERAÇÃO DE GASODUTOS Instalação Empresa Tipo Extensão

(Km) Capacidade

(Milhões m3/dia)

Gasoduto Bolívia - Brasil (Trecho Norte) TBG Operação 1418 30

Gasoduto Lateral Cuiabá Gasocidente do Mato Grosso

Operação 267 2,8

Gas. Uruguaiana - Porto Alegre (Trechos 1 e 3) TSB Operação 50 12

Gasoduto Bolívia - Brasil (Trecho Sul) TBG Operação 1165 variável

Gasoduto Guamaré – Pecém Transpetro Operação 382 -

Gas. Uruguaiana - Porto Alegre (Trecho 2) TSB Construção 564 12

Gasoduto Camaçari - FAFEN (Transferência) PETROBRAS Operação 4 2,1

Gasoduto Pilar – Cabo Transpetro Operação 203,6 1,7


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Gasoduto Miranga - Santiago (Transferência) Petrobras Operação 20 1,9

Novos Compressores no Terminal de Cabiúnas Petrobras Operação - -

City-gate de Macaé (Interligação GASDUC I/II) Petrobras Operação - -

City-gate de Juiz de Fora Petrobras Operação - -

City-gate de Japeri Petrobras Operação - -

Sistema de Recompressão Gas. Lagoa Parda Petrobras Operação - -

Ramal de Interligação Betim - UTE Ibirité Petrobras Operação 0,1288 2,0

City-gate de Mossoró Transpetro Operação - -

Estação de Compressão de Mantiqueira Petrobras Operação - -

City-gate de Guapimirim Petrobras Construção - -

City-gate de São Bernardo do Campo Petrobras Construção - -

City-gate de Canoas TBG Operação - -

Estação de Compressão de Tapinhoã Petrobras Construção - -

City-gate de Três Lagoas TBG Construção - -

Gasoduto Candeias - Dow Química NTN Construção 15,4 -

City-gate UTE Termorio Petrobras Construção - -

Estação de Compressão Volta Redonda Petrobras Construção - - Fonte: ANP

O processo de solicitações de autorização para construção e operação de dutos persiste, uma vez que a rede de dutos no país não é suficiente para atender à demanda prevista. Desta forma, no âmbito da Agência, diversos pedidos para autorização estão em análise. Tais pedidos são sintetizados na tabela que se segue.

TABELA 2 – PEDIDOS DE AUTORIZAÇÃO PARA CONSTRUÇÃO E OPERAÇÃO DE GASODUTOS - EM

ANÁLISE Instalação Empresa Tipo Extensão

(Km) Capacidade

(Milhões m3/dia)

Gasoduto Cruzeiro do Sul Gasoducto Cruz del Sur do Brasil

Construção 410 12

Gasoduto São Carlos – BH Petrobras Construção 500 7,5 Gasoduto Itu – Gasan Petrobras Construção 145 6 Gasoduto Campinas – Rio Petrobras Construção 480 5,8 City-gate de Paracambi (GASVOL) Petrobras Construção - - Estação de Compressão Atibaia (GASBOL) TBG Construção - - Estação de Compressão Guararema (GASBOL)

TBG Construção - -

Gasoduto da Integração ADTP Construção nd nd Gasoduto do Oeste ADTP Construção 731 nd Nota: Os gasodutos marcados em vermelho não são instalações que estão sendo analisadas pela ANP. São apenas atuais sinalizações do mercado quanto a novos gasodutos Fonte: ANP

No que diz respeito à regulamentação do acesso à infra-estrutura de escoamento do energético, a Portaria ANP 169/98 foi o instrumento regulatório que vigorou de 26 de novembro de 1998 até 19 de abril de 2001. A Portaria baseava-se na garantia de acesso não discriminatório de terceiros interessados Às instalações de transporte de gás natural, já existentes ou a serem constituídas em território brasileiro.

Este regulamento, entretanto, necessitava de aperfeiçoamento. Desta forma, a Superintendência de Comercialização e Movimentação de Gás Natural (SCG/ANP) elaborou uma Minuta de Portaria sobre Livre Acesso, disponibilizada


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para consulta pública em fevereiro de 2001. Nesse ínterim, a PANP 169/98 foi revogada. Como resultado da consulta aos agentes, foram recebidas inúmeras sugestões de 25 distintos agentes, entre representantes da indústria e do meio acadêmico.

A abrangência e complexidade dos temas relacionados à minuta colocada à disposição dos agentes para apreciação aliada à necessidade rápida de expansão da capacidade de dutos no país, a fim de atender às demandas impostas pelo Programa Prioritário de Termoeletricidade, levou à publicação, em junho de 2001, da Portaria ANP nº098/01. Esta norma introduziu apenas uma parte da regulamentação proposta, referente à expansão de capacidade das malhas de transporte, contida na minuta original.

O processo de elaboração de uma regulamentação definitiva a respeito do livre acesso teve continuidade porém, optou-se por segmentar a norma em um série de regulamentos distintos, de acordo com os temas incluídos na minuta original. Assim, o livre acesso às instalações de transporte de gás natural, que seria regulamentado por apenas uma Portaria, será regulamentado por um conjunto de normas, conforme relacionado a seguir:

• Portaria de livre acesso às instalações de transporte de gás natural; • Portaria que regulamenta o processo de resolução de conflito;6 • Portaria de informações a serem enviadas pelos transportadores e

carregadores de gás natural à ANP, ao mercado e aos carregadores; • Portaria de cessão de capacidade de transporte de gás natural; e • Portaria de critérios tarifários.

Até o momento, o livre-acesso tem sido resultado de processos de resolução de conflitos entre agentes, mediados pela ANP. Os resultados dos conflitos, todos envolvendo a TBG (Transportadora Brasileira do Gasoduto Bolívia-Brasil) e algum outro agente, são apresentados na tabela a seguir.

TABELA 3 – RESOLUÇÃO DE CONFLITOS DE LIVRE-ACESSO

Empresa Tipo de Serviço Volume Milhões m3/dia

Período Mercado Potencial

Enersil Não-firme 1 Set 2000 a Set 2001 (renovável por mais um ano)

MS e SP

0,8 Abr 2001 a Ago 2001 Não-firme 1 Set 2001 a Dez 2003

SP BG Firme CP 2,1 Set 2001 a Dez 2002 SP

Fonte: ANP

Os princípios que nortearam os pareceres de resolução de conflitos estão baseados na Lei do Petróleo (em seus artigos 1º e 58) e na PANP 169/98, agora revogada. Os principais objetivos levados em consideração durante a elaboração desses pareceres foram:

1) O papel do transportador deve ser a maximização da utilização de sua infra-estrutura de transporte e não deixar de disponibilizar capacidade a fim de proteger o mercado de seus acionistas;

2) Garantia do livre acesso, a fim de beneficiar o desenvolvimento do mercado;

6 Portaria ANP nº254/01, de 11/09/2001.


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3) Tratamento não discriminatório a todos os agentes; e

4) Promover a competição no segmento de suprimento/produção de gás natural, por meio da entrada de novos agentes.

Comércio de Gás Natural

A atividade de comercialização de gás natural de origem nacional não necessita de autorização da ANP, podendo ser exercida por qualquer agente. No que diz respeito ao gás importado, é necessária autorização da ANP para o exercício da atividade de comercialização em território nacional. Os requisitos necessários a obtenção da autorização estão contidos na Portaria ANP 43/98. Para obter a Autorização de Importação, o solicitante deverá enviar requerimento à ANP, juntamente com toda a documentação solicitada na referida Portaria (o que inclui informações relacionadas ao volume de gás a ser importado, o país de origem, o local de entrega do gás, entre outras). Esses documentos, após análise prévia, são enviados à Procuradoria Geral da Agência. No caso de cumprimento de todos os requisitos o pedido é encaminhado à reunião de Diretoria da ANP, que formalizará a autorização e a encaminhará para publicação no Diário Oficial da União.

A tabela a seguir sintetiza as autorizações concedidas, e atualmente válidas, pela ANP para importação de gás natural.

TABELA 4 – AUTORIZAÇÕES VÁLIDAS PARA IMPORTAÇÕES DE GÁS NATURAL NO BRASIL

Empresa Importadora País de Origem

Data de Início da Importação

Volume Máximo Milhões m3/dia

Mercado Potencial

Sulgás Argentina 2ºtrim./2000 15 RS EPE – Empresa Produtora de Energia (2)

Argentina 4ºtrim./2001 2,21 Usina de Cuiabá

Pan American Energy (2) Argentina 1ºtrim./2003 15 RS, SC, PR Pan American Energy (3) Bolívia 2ºtrim./2000 3,5 SP Enron Comercializadora. de Energia (ECE)

Bolívia Janeiro/2003 2,8 Usina de Cuiabá II

BG Comércio e Importação Ltda.

Bolívia Abril/2001 3 Comgás

Petrobras Bolívia Julho/1999 30 MS, SP, RJ, MG, PR, SC, RS;

Gasocidente Bolívia Agosto/2001 4,718 Linepack

Guardian do Brasil Bolívia Dezembro/2002 0,150 Uso Próprio (fábrica de vidro)

Nadir Figueiredo Bolívia Março/2002 0,100 Uso Próprio (fábrica de vidro)

Fonte: ANP.

Apesar de atualmente estarem válidas autorizações que perfazem um montante de 71,76 Milhões m3/dia, os volumes de gás natural efetivamente importados, estão entorno de 14 Milhões m3/dia (maio de 2002), e podem ser visualizados no gráfico a seguir.


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Gráfico 1 - IMPORTAÇÃO DE GÁS NATURAL (EM MILHÕES m3/DIA)

Fonte: ANP

Os volumes atualmente importados pela Sulgás destinam-se exclusivamente ao atendimento da UTE de Uruguaiana operada e controlada pela AES, com uma potência instalada de 600 MW. Os volumes importados pela Petrobras, via Gasoduto Bolívia-Brasil (que corta os estados de Mato Grosso, São Paulo, Paraná, Santa Catarina e Rio Grande do Sul), são demandados principalmente pelas companhias locais de distribuição de gás canalizado e os principais consumidores são refinarias, grande indústrias e usinas termelétricas.

Processamento

Segundo determinações descritas na Portaria ANP n.º 28/99, ficou estabelecido que a "construção, a ampliação e a operação de unidades de processamento de gás natural" é feita mediante prévia e expressa autorização da ANP. Ademais, esta Portaria, em seu artigo 5º, identifica que a outorga da autorização para a execução das atividades acima estabelecidas não tem caráter de concessão e exclusividade de exercício da atividade, seja relativamente ao tempo, seja relativamente à localização do projeto. Fica também estabelecido que há a possibilidade de transferência de titularidade, desde que previamente submetida à aprovação da ANP.

As tabelas a seguir sintetizam a situação das unidades de processamento de gás natural (UPGNs).


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TABELA 6 – CAPACIDADE DE PROCESSAMENTO DE GÁS NATURAL UNIDADES EM OPERAÇÃO

Fonte: ANP.

TABELA 7 – CAPACIDADE DE PROCESSAMENTO DE GÁS NATURAL

UNIDADES EM CONSTRUÇÃO

Fonte: ANP

Distribuição

A regulação da distribuição de gás natural canalizado é realizada por agências reguladoras estaduais ou secretarias estaduais correspondentes. A lista das Agências reguladoras estaduais é apresentada na tabela abaixo.

TABELA 8 – AGÊNCIAS REGULADORAS ESTADUAIS

ALAGOAS ARSAL – Agência Reguladora de Serviços Públicos do Estado de Alagoas

AMAZONAS ARSAM – Agência Reguladora de Serviços Públicos Concedidos do Amazonas

Nome Município Estado Início mil m³/diaUGN-RPBC Cubatão SP 1993 2.400,00UPGN-U-2500-REDUC Duque de Caxias RJ 1983 2.500,00UPGN-U-2600-REDUC Duque de Caxias RJ 1987 2.000,00URGN-Cabiúnas Macaé RJ 1997 3.000,00UPCGN-Cabiúnas Macaé RJ 1987 1,50UPGN-Cabiúnas Macaé RJ 1987 610,00UPGN-Lagoa Parda Linhares ES 1983 450,00UPGN-Candeias Candeias BA 1972 2.900,00UPGN - Catu Pojuca BA 1962 1.900,00UPGN-Atalaia Aracaju SE 1981 2.950,00UPGN-Carmópolis Carmópolis SE 1989 350,00UPGN-Guamaré Guamaré RN 1985 2.200,00UPGN-Guamaré II Guamaré RN 1985 2.000,00UPGN-ASFOR Fortaleza CE 1987 350,00UPGN-Urucu Coari AM 1993 700,00UPGN - Urucu II Coari AM 2000 6.000,00

30.311,50TOTAL

Nome Município Estado mil m³/diaUPGN - Pilar Pilar AL 1.800URL - Cabiúnas Macaé RJ 9.000

10.800TOTAL


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BAHIA AGERBA – Agência Estadual de Regulação dos Serviços Públicos de Energia, Transportes e Comunicações da Bahia

CEARÁ ARCE – Agência de Regulação do Ceará

GOIÁS AGR – Agência Goiânia de Regulação, Controle e Fiscalização de Serviços Públicos

MATO GROSSO AGER/MT – Agência Estadual de Regulação dos Serviços Públicos Delegados do Estado do Mato Grosso

MATO GROSSO DO SUL Agência Campo Grande – Agência de Regulação dos Serviços Públicos Delegados de Campo Grande

PARÁ ARCON – Agência de Regulação e Controle de Serviços Públicos do Pará

PERNAMBUCO ARPE – Agência Estadual de Regulação dos Serviços Públicos Delegados de Pernambuco

RIO DE JANEIRO ASEP - Agência Reguladora de Serviços Públicos Concedidos do Estado do Rio de Janeiro

RIO GRANDE DO NORTE ARSEP – Agência Reguladora de Serviços Públicos do Rio Grande do Norte

RIO GRANDE DO SUL AGERGS – Agência Estadual de Regulação dos Serviços Públicos Delegados do RS

SÃO PAULO CSPE – Comissão de Serviços Públicos de Energia

SERGIPE ASES – Agência Reguladora dos Serviços Concedidos do Estado de Sergipe

Fonte: ABAR (Associação Brasileira das Agências de Regulação).

3. PERSPECTIVAS DE DESENVOLVIMENTO DO MERCADO DE GÁS E

ENTRADA DE NOVOS AGENTES

Com a quebra do monopólio legal da Petrobras diversas empresas passaram a atuar nas diferentes atividades da indústria de gás natural. A maior parte dessas empresas se inseriu na atividade de exploração & produção, através da participação nos Blocos licitados pela ANP nas três rodadas de licitação ocorridos até o momento.

No que diz respeito ao segmento de transporte, a inserção de novos agentes é mais complexa, em função dos elevados montantes necessários à constituição da infra-estrutura de escoamento do gás. Não obstante, como já apresentado anteriormente, algumas empresas têm se inserido nesta atividade por meio da participação em consórcios e/ou em empresas constituídas especificamente para a construção de gasodutos.

Na distribuição a entrada de novos operadores ocorre mediante a aquisição de participações nas empresas distribuidoras de gás natural, que normalmente possuem os Estados da federação como acionistas majoritários.

Atualmente, portanto, a indústria brasileira de gás natural apresenta uma diversidade de agentes, que operam nas distintas atividades da cadeia. Entretanto, a Petrobras continua sendo o ator principal, participando em todas as atividades da cadeia e organizada de forma verticalmente integrada. O Anexo III apresenta a participação dos diferentes atores no mercado brasileiro de gás natural.


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Diante do atual contexto energético do país, espera-se uma participação cada vez maior do gás natural na matriz energética brasileira, uma vez que este energético aparece tanto como substituto da energia elétrica (em algumas utilizações como a calefação, aquecimento de água, fornos industriais, entre outros), como combustível para a geração de energia em UTEs. Este incremento deve acontecer também em função do aumento da frota de veículos movidos a GNV (gás natural veicular) nos próximos anos.

TABELA 8 – DEMANDA ATUAL DE GÁS NATURAL POR REGIÕES (EM MIL m3/DIA) TOTAL DA DEMANDA

Fonte: Distribuidoras

Distribuidora Set /01 Dez/01 Mar /02ALGAS (AL) 415,1 480,0 463,0 BAHIAGAS (BA) 3.272,2 3.571,0 3.128,0 C E G A S ( C E ) 274,2 308,0 307,0 PBGAS (PB) 195,9 219,0 202,0 C O P E R G A S ( P E ) 702,4 754,0 758,0 P O T I G A S ( R N ) 163,1 157,0 195,0 E M S E R G A S ( S E ) 151,4 166,0 187,0 Total Nordeste 5.174,3 5.655,0 5.240,0 BRGAS (ES) 942,0 934,0 842,0 G A S M I G ( M G ) 1.002,2 1.239,0 1.302,0 CEG/CEG RIO (RJ) 5.453,0 7.455,0 7.545,0 C O M G A S ( S P ) 6.723,0 6.613,0 7.539,0 GAS BRASIL IANO (SP) - - -GAS NATURAL SPS (SP) - - -Total Sudeste 14.120,2 16.241,0 17.228,0 C O M P A G A S ( P R ) 416,6 349,0 418,0 S C G A S ( S C ) 65,0 674,0 746,0 SULGAS (RS) 3.001,6 2.888,0 2.835,0 Total Sul 3.483,2 3.911,0 3.999,0 M S G A S ( M S ) 678,0 525,0 341,0 R O N G A S ( R O ) - - -Total Norte e Centro Oeste 678,0 525,0 341,0 T O T A L B R A S I L 23.455,7 26.808,0

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TABELA 9 – DEMANDA ATUAL DE GÁS NATURAL (EM MIL M3/DIA) VENDAS PARA A INDÚSTRIA


TABELA 10 – DEMANDA ATUAL DE GÁS NATURAL (EM MIL m3/DIA) VENDAS PARA GERAÇÃO E CO-GERAÇÃO

Distribuidora Set/01 Dez/01 Mar/02

ALGAS (AL) - - -BAHIAGAS (BA) 960,3 1.360,7 978,8 CEGAS (CE) 34,6 60,8 28,1 PBGAS (PB) - - -COPERGAS (PE) 19,5 12,6 12,5 POTIGAS (RN) - - 2,0 EMSERGAS (SE) - - -Total Nordeste 1.014,4 1.434,1 1.021,4

BRGAS (ES) - - -GASMIG (MG) - 178,9 250,4 CEG/CEG RIO (RJ) 726,8 2.648,3 1.927,2 COMGAS (SP) 930,0 1.064,5 1.187,1 GAS BRASILIANO (SP) - - -GAS NATURAL SPS (SP) - - -Total Sudeste 1.656,8 3.891,7 3.364,7

COMPAGAS (PR) 1,2 0,6 0,9 SCGAS (SC) - - -SULGAS (RS) 2.253,6 2.256,0 2.138,4 Total Sul 2.254,8 2.256,6 2.139,3

MSGAS (MS) 678,3 525,0 341,0 RONGAS (RO) - - -Total Norte e Centro Oeste 678,3 525,0 341,0

TOTAL BRASIL 5.604,3 8.107,4 6.866,4

NO

RD

ES

TE

SU

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Distribuidora Set/01 Dez/01 Mar/02

ALGAS (AL) 385,0 444,0 429,0 BAHIAGAS (BA) 2.254,8 2.134,0 2.070,0 CEGAS (CE) 148,3 143,0 172,3 PBGAS (PB) 150,7 165,3 148,6 COPERGAS (PE) 522,3 555,3 566,6 POTIGAS (RN) 102,6 82,8 105,0 EMSERGAS (SE) 125,6 131,9 151,6 Total Nordeste 3.689,3 3.656,3 3.643,1

BRGAS (ES) 891,6 874,8 782,5 GASMIG (MG) 850,0 877,6 858,2 CEG/CEG RIO (RJ) 3.459,5 3.447,9 3.028,8 COMGAS (SP) 5.033,3 4.806,5 5.554,8 GAS BRASILIANO (SP) - - -GAS NATURAL SPS (SP) - - -Total Sudeste 10.234,4 10.006,8 10.224,3

COMPAGAS (PR) 399,7 324,9 391,9 SCGAS (SC) 647,5 670,4 738,3 SULGAS (RS) 734,8 601,5 659,7 Total Sul 1.782,0 1.596,8 1.789,9

MSGAS (MS) - - -RONGAS (RO) - - -Total Norte e Centro Oeste - - -

TOTAL BRASIL 15.705,7 15.259,9 15.657,3

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TABELA 11 – DEMANDA ATUAL DE GÁS NATURAL (EM MIL m3/dia)

VENDAS DE GNV Distribuidora Set/01 Dez/01 Mar/02

ALGAS (AL) 30,0 35,0 34,0 BAHIAGAS (BA) 57,1 76,0 79,5 CEGAS (CE) 83,2 98,9 98,9 PBGAS (PB) 44,9 53,3 53,2 COPERGAS (PE) 160,6 185,8 179,1 POTIGAS (RN) 60,5 74,0 87,8 EMSERGAS (SE) 25,8 34,0 35,1 Total Nordeste 462,1 557,0 567,6 BRGAS (ES) 50,4 59,3 59,4 GASMIG (MG) 152,2 181,4 191,9 CEG/CEG RIO (RJ) 896,9 956,6 1.067,2 COMGAS (SP) 323,3 387,1 403,2 GAS BRASILIANO (SP) - - -GAS NATURAL SPS (SP) - - -Total Sudeste 1.422,8 1.584,4 1.721,7 COMPAGAS (PR) 15,5 23,8 25,9 SCGAS (SC) 1,2 3,2 7,2 SULGAS (RS) 13,2 30,0 36,9 Total Sul 29,9 57,0 70,0 MSGAS (MS) - - -RONGAS (RO) - - -Total Norte e Centro Oeste - TOTAL BRASIL 1.914,8 2.198,4 2.359,3

NO

RD

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Fonte: Distribuidoras.

No que diz respeito aos investimentos no segmento do transporte do gás natural, um importante passo foi dado mediante a instauração do Concurso Aberto, um leilão de capacidade firme de transporte, por meio da ampliação dos dutos já existentes. Esse leilão possibilitará a entrada de novos agentes na atividade de transporte, reconhecidamente monopólica, favorecendo a introdução da concorrência no suprimento de gás natural. Os novos carregadores vão concorrer entre si, a fim de venderem gás às distribuidoras ou grandes consumidores, inclusive, às novas usinas termelétricas integrantes do Programa Prioritário de Termeletricidade que, sozinhas, vão consumir cerca de 60 milhões de m3/dia de gás natural, supondo a viabilização das 40 UTEs integrantes do programa (dados da Aneel, em junho de 2002).

Merece destaque o fato de que o Concurso Aberto, que resultará na ampliação da malha de transporte de gás natural no país, foi instituído de forma a limitar a participação da Petrobras na ampliação dos dutos de transporte. Desta forma, a estatal está limitada a contratar no máximo 40% da capacidade a ser expandida. Por meio deste instrumento será possível introduzir, de forma não discriminatória e concorrencial, a entrada de novos supridores neste mercado.

O resultado das manifestações de interesse enviadas aos transportadores mostra a avidez de diversos agentes por capacidade de transporte dos dutos. Neste sentido, a implementação efetiva do concurso aberto é de suma importância para possibilitar a garantia de acesso às redes de transporte.

O sumário das manifestações de interesse pode ser visto na tabela a seguir.

TABELA 13 – MANIFESTAÇÕES DE INTERESSE RECEBIDAS PELA TBG Capacidade Pretendida

(MM m³/dia) Empresa Ano 01 Ano 02 Ano 03 Ano 04

Ponto de Recepção

Zona de Entrega

Mercado a ser Atendido

Início do Serviço de Transporte

Duração do

Contrato (anos)

BG BOLGAS LTDA. 0,30 0,30 0,30 0,30 Corumbá COMGAS Sul ind., com., resid., cogeração, UTE e outros

Jan/04 19

BG BOLGAS LTDA. 0,50 0,50 0,50 0,50 Corumbá COMGAS

Leste

ind., com., resid., cogeração, UTE e outros

Abr/04 19

BG BOLGAS LTDA. 1,60 1,60 1,60 1,60 Corumbá COMGAS

Oeste

ind., com., resid., cogeração, UTE e outros

Jul/04 19

BG BOLGAS LTDA. 3,00 3,00 3,00 3,00 Corumbá Gas Brasiliano UTE Jul/04 19 TOTAL BG BOLGAS 5,40 5,40 5,40 5,40

BG COMÉRCIO LTDA. 0,30 0,30 0,30 0,30 Corumbá COMGAS Sul ind., com., resid., cogeração e outros Jan/03 20

BG COMÉRCIO LTDA. 2,32 2,62 2,62 2,62 Corumbá COMGAS Leste

ind., com., resid., cogeração e outros

Jan/03 20

BG COMÉRCIO LTDA. 0,98 0,98 0,98 0,98 Corumbá COMGAS Oeste

ind., com., resid., cogeração e outros

Jan/03 20

TOTAL BG COMERCIO 3,60 3,90 3,90 3,90 SHELL BRASIL S.A 0,10 0,20 0,20 0,20 Corumbá COMGAS Sul Não informado Jan/04 20

SHELL BRASIL S.A 1,50 3,00 3,50 4,00 Corumbá COMGAS Leste

Não informado Mar/03 20

SHELL BRASIL S.A 0,80 5,50 5,50 6,00 Corumbá COMGAS Oeste

Não informado Mar/03 20

TOTAL SHELL 2,40 8,70 9,20 10,20

PAN AMERICAN ENERGY DO BRASIL LTDA. 2,00 3,00 4,00 4,00 CORUMBÁ GAS

BRASILIANO UTE JUL/03 20

PAN AMERICAN ENERGY DO BRASIL LTDA. 0,10 0,50 0,50 0,50 CANOAS COMPAGAS Industrial e UTE Jan/04 20 PAN AMERICAN ENERGY DO BRASIL LTDA. 0,10 0,50 1,00 1,00 CANOAS SCGAS Industrial e UTE Jan/04 20 PAN AMERICAN ENERGY DO BRASIL LTDA. 0,20 0,50 1,00 1,00 CANOAS SULGAS Industrial e UTE Jan/04 20 TOTAL PAN AMERICAN 2,40 4,50 6,50 6,50

Panorama da Indústria de Gás Natural no Brasil: Aspectos Regulatórios e Desafios _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _

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TUCUNARÉ EMPREENDIMENTOS E PARTICIPAÇÕES LTDA (REPSOL) 5,00 5,00 5,00 5,00 Corumbá

COMGAS Leste

UTE e Mercado Convencional Set/04 20

TUCUNARÉ EMPREENDIMENTOS E PARTICIPAÇÕES LTDA (REPSOL)

4,00 4,00 4,00 4,00 Corumbá Gás Natural UTE e Mercado Convencional

Jan/04 19

TOTAL TUCUNARÉ 9,00 9,00 9,00 9,00

TOTALFINAELF PETROLEO DO BRASIL LTDA 4,00 4,00 4,00 4,00 Corumbá COMGAS Leste

Não informado Jan/04 14

TOTAL TOTALFINAELF 4,00 4,00 4,00 4,00

GUARDIAN DO BRASIL VIDROS PLANOS LTDA. 0,15 0,15 0,15 0,15 CORUMBÁ COMPAGAS CITY GATE CURITIBA (USO PRÓPRIO)

MAR/03 11

TOTAL GUARDIAN 0,15 0,15 0,15 0,15

NADIR FIGUEIREDO INDÚSTRIA E COMÉRCIO S.A 0,08 0,08 0,08 0,08 Corumbá COMGAS Leste

City Gate São Paulo (uso próprio)

Mar/03 5

TOTAL NADIR 0,08 0,08 0,08 0,08 PETRÓLEO BRASILEIRO S.A - PETROBRAS 0,50 0,50 0,50 0,50 Corumbá MS Fronteira Não informado Jan/04 20 PETRÓLEO BRASILEIRO S.A - PETROBRAS 2,40 2,44 2,44 2,44 Corumbá MSGAS Não informado Jan/04 20 PETRÓLEO BRASILEIRO S.A - PETROBRAS 0,33 0,37 0,37 0,37 Corumbá Gas Brasiliano Não informado Jan/04 20

PETRÓLEO BRASILEIRO S.A - PETROBRAS 0,77 6,70 6,70 6,70 Corumbá COMGAS Oeste


PETRÓLEO BRASILEIRO S.A - PETROBRAS 2,70 2,70 2,70 2,70 Canoas SCGAS Não informado Jan/04 20 PETRÓLEO BRASILEIRO S.A - PETROBRAS 0,30 0,30 0,30 0,30 Canoas SULGAS Não informado Jan/04 20 TOTAL PETROBRAS 7,00 13,01 13,01 13,01

EL PASO ENERGY INTERNATIONAL DO BRASIL LTDA 1,30 4,80 4,80 4,80 Corumbá COMGAS Leste


EL PASO ENERGY INTERNATIONAL DO BRASIL LTDA 1,70 1,70 1,70 1,70 Corumbá SCGAS Não informado Jan/03 20 TOTAL EL PASO 3,00 6,50 6,50 6,50 VIGESIMUS (REPSOL, PAN AMERICAN E BG) 2,20 2,20 4,40 4,40 Corumbá Gas Brasiliano UTE Abr/03 20 TOTAL VIGESIMUS 2,20 2,20 4,40 4,40 REPSOL YPF BRASIL S.A 4,00 4,00 4,00 4,00 Canoas Gás Natural UTE e Convencional Set/04 20 TOTAL REPSOL 4,00 4,00 4,00 4,00

TOTAL BOLÍVIA-BRASIL 43,23 61,44 66,14 67,14

Fonte: TBG.

Panorama da Indústria de Gás Natural no Brasil: Aspectos Regulatórios e Desafios _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _

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TABELA 14 – MANIFESTAÇÕES DE INTERESSE RECEBIDAS PELA TRANSPETRO

Empresa Capacidade

Pretendida (MM m³/dia)

Ponto de Recepção Zona de Entrega

Início do Serviço de Transporte

Duração do Contrato

(anos)

BRITISH GAS

1,30 Guararema Capuava (SP) Jul/03 20

TOTALFINAELF

2,00 Guararema Volta Redonda - Japerí (RJ) Jan/04 15

TUCUNARÉ (REPSOL)

0,20 Guararema Norte Fluminense Set/03 20

TUCUNARÉ (REPSOL)

4,05 Guararema Rio (metropolitano) Set/03 20

TUCUNARÉ (REPSOL)

0,75 Guararema Vale do Paraíba Set/03 20

SHELL

0,20 Guararema Suzano (SP) Jan/04 20

SHELL

1,30 Guararema Capuava (SP) Jan/04 20

EL PASO

1,30 Guararema Paracambi - Rio (metropolitano) Jan/03 15

EL PASO

1,30 Guamaré Rio Grande do Norte Jan/03 15

PETROBRAS

2,35 Guamaré Pecém (CE) Jan/03 20

Total - Gás Boliviano 11,10

Fonte: Transpetro.

4. QUESTÕES PENDENTES

Alguns fatores podem ser decisivos para o franco desenvolvimento de uma indústria, em especial, se ela possui fortes características de monopólio e necessita, portanto, de regulação. Um dos principais determinantes do comportamento dos agentes é o ambiente regulatório-institucional no qual a empresa está inserida. Neste sentido, a estabilidade e a clareza das regras que norteiam o comportamento dos agentes é de fundamental importância, uma vez que, assim, a percepção do risco regulatório, por parte dos agentes seria minorada, possibilitando menores incertezas e maiores possibilidades de investimentos no setor.

Entretanto, frente a um modelo institucional que ainda se encontra em processo de transição, as incertezas permanecem elevadas, dificultando o desenvolvimento da indústria. Por esta razão, a ANP vem trabalhando na regulamentação das leis que regem o mercado nacional de petróleo e de gás natural. Todavia, o processo de construção do marco regulatório é complexo e tem ocorrido de acordo com as necessidades regulatórias apresentadas pela indústria.

Com relação ao mercado de gás natural, algumas pendências têm impedido ou inibido a entrada de novos operadores nas distintas atividades ou, ainda, retardado o investimento nos diferentes segmentos da cadeia. Algumas dessas pendências podem ser regulamentadas por Portarias da ANP. Outras, entretanto, referem-se a assuntos os quais perpassam o escopo de atuação da Agência, sendo responsabilidade do Ministério das Minas e Energia, do Ministério da Fazenda, do CADE, da Aneel, das agências de regulação estaduais entre outros órgãos.

É, portanto, importante salientar esses pontos que, no momento, representam entraves para o pleno desenvolvimento da indústria nacional de gás natural.

1. Competição do Gás Natural X Óleo Combustível – o reduzido preço do óleo combustível, em especial dos mais pesados, pode representar uma barreira à introdução do gás natural, uma vez que os energéticos concorrem entre si.

2. Posição dominante da Petrobras – historicamente detentora do monopólio do petróleo e gás, a empresa, verticalmente integrada, é a maior operadora do setor. Em suas estratégias comerciais a estatal procura preservar seus mercados, impedindo ou dificultando a entrada de outros agentes e retardando a introdução do processo de concorrência que se pretende instaurar. Legalmente é impossível dividir a Petrobras ou obrigá-la a vender sua participação em outras empresas.

3. Dificuldade de harmonizar cláusulas do tipo take or pay de contratos de gás com a otimização hidrotérmica do sistema elétrico – espera-se um incremento importante do gás natural como combustível para a geração de energia. Entretanto, a natureza dos contratos de gás natural e de compra/venda de energia dificulta a conciliação de ambos.

4. Tributação do gás natural – o principal problema consiste na imposição de tributação em cascata do gás natural, em cada uma das distintas atividades da cadeia. Soma-se a isso, a tributação nos diferentes estados por onde passa um gasoduto.


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5. Limites da regulação estabelecidos pela Lei 9478/97 – a Lei do Petróleo não atribui à ANP qualquer papel com relação ao processo de negociação e elaboração contratual na atividade de transporte de gás natural. De igual maneira, a lei de criação da Agência não versa sobre a possibilidade de limitações graduais à participação cruzada dos agentes como meio de introduzir a concorrência, visando ao aumento da eficiência nas atividades da cadeia.

6. Dificuldades de licenciamento ambiental – muitos projetos não têm sua construção iniciada em função de dificuldades impostas por órgãos ambientais.

7. Indefinição com relação ao acesso às redes – o livre acesso às redes de transporte está estabelecido pelo artigo 58 da Lei 9478/97 mas, no momento, ainda não está regulamentado pela ANP. No momento há quatro Minutas de Portaria, todas referentes ao livre acesso, em fase de Consulta Pública, para o recebimento de comentários dos agentes. Espera-se que, no curto prazo tais regulamentos já estejam em vigor.

8. Fronteira de competência entre a ANP e as agências estaduais de regulação – a Constituição estabelece que “cabe aos estados explorar diretamente, ou mediante concessão, os serviços locais de gás canalizado”. A divisão da regulação, portanto, se dá na entrega do gás no city-gate. Esta divisão com relação à tarefa regulatória dentro de uma mesma indústria, dificulta a homogeneização e a continuidade desejada do processo regulatório. A existência de muitos estados e reguladores estaduais aliados à diversidade da indústria, em especial no que diz respeito ao seu grau de maturação, tornam ainda mais complexa a tentativa de unificação do processo e dos instrumentos regulatórios utilizado ao longo da cadeia do gás natural, desde a exploração ou importação até sua entrega ao consumidor final.

5. OPORTUNIDADES E DESAFIOS PARA A CONSOLIDAÇÃO DA INDÚSTRIA DO GÁS NATURAL NO BRASIL

Não obstante os problemas acima relacionados, alguns elementos contribuem para a consolidação da indústria nacional de gás natural.

No que diz respeito à demanda, espera-se uma elevação significativa do consumo de gás natural via aumento da utilização deste energético como combustível veicular (GNV). O país já tem experimentado uma ampliação no consumo de GNV, que aparece como uma alternativa barata frente a outros combustíveis. Espera-se, entretanto, para os próximos anos, um incremento ainda maior (há perspectivas de substituição do diesel pelo GNV na frota de ônibus dos grande centros). Entretanto, são necessários investimentos em postos revendedores de GNV, na distribuição de GNC a granel, e na infra-estrutura de distribuição de gás canalizado. O desafio regulatório consiste na interação da ANP com órgãos estaduais competentes, no sentido de regular as relações entre as concessionárias de distribuição de gás canalizado, a distribuidora de combustível e os postos revendedores.

Outro fator que deve ser responsável pela ampliação da participação do gás natural na matriz energética nacional é o aumento na utilização do gás no setor industrial, deslocando, mais facilmente o consumo de energia elétrica para fins térmicos e, já com alguma dificuldade, as diferentes categorias de óleos


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combustíveis. As áreas atendidas com o gás de origem boliviana enfrentam hoje problemas de competitividade do gás natural frente aos óleos, especialmente os mais pesados (altamente poluentes). É preciso explorar as vantagens ambientais do gás natural, de forma que esses fatores venham a se refletir em termos de competitividade. À ANP caberia a garantia da estabilidade de regras e da credibilidade necessárias ao processo de decisão pela conversão.

Com relação à oferta, as perspectivas crescentes do aumento da produção do gás natural nacional e o de origem importada vão viabilizar esse incremento no consumo. Por meio das rodadas de licitação de blocos promovidas pela ANP, espera-se que haja uma ampliação na descoberta de reservas nacionais de gás, decorrente do aumento de investimentos das empresas na atividade de exploração dos blocos.

Por outro lado, o aumento dos investimentos em E&P na Bolívia implicou a descoberta de novas reservas para as quais ainda não há demanda local (as reservas bolivianas totalizam cerca de 45 TCF). O mercado brasileiro vai ser o principal demandante dessa oferta. Entretanto, para que a importação do deste gás ocorra de forma não discriminatória, o desafio da ANP é garantir o livre acesso ao Gasbol, de modo a permitir que as pressões competitivas na oferta do gás boliviano se reflitam no mercado brasileiro.

Os desafios são, portanto, a resolução dos pontos anteriormente apresentados, em especial, a consolidação do modelo concorrencial, do processo de definição dos critérios tarifários e das condições de acesso para gasodutos de transporte, diante dos limites de atuação impostos pelo modelo de acesso negociado; a adequação da estrutura tributária, complexa e cumulativa, que tem se mostrado incompatível com a nova estrutura da indústria de gás do país; a compatibilidade entre as ações dos órgãos reguladores federal e estaduais, assim como da harmonização dos modelos adotados em cada estado; conciliação das questões contratuais e regulatórias entre os mercados de gás natural e energia elétrica; e compatibilização internacional de regras e ações regulatórias com os países vizinhos, garantindo o desenvolvimento de um mercado regional competitivo e integrado.


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Anexo I – REGULAMENTAÇÃO VIGENTE DA ANP PARA A INDÚSTRIA DO GÁS NATURAL

ü Portaria ANP n.º 043, de 15/04/1998 - Estabelece que a importação de gás natural será

efetuada mediante autorização da ANP;

ü Portaria ANP n.º 170, de 26/11/1998 - Estabelece a necessidade de autorização da ANP para a construção, ampliação e operação de instalações de transporte ou de transferência;

ü Portaria ANP n.º 028, de 05/02/1999 - Estabelece a necessidade de autorização da ANP para a construção, ampliação de capacidade e operação de refinarias e unidades de processamento de gás natural;

ü PORTARIA ANP n.º 009, de 21/01/2000 - Aprova o Regulamento Técnico ANP n.º 001/2000, que define os termos relacionados com as reservas de petróleo e gás natural, estabelece critérios para a apropriação de reservas e traça diretrizes para a estimativa das mesmas;

ü Portaria ANP n.º 014, de 1º/02/2000 - Estabelece os procedimentos para comunicação de acidentes de natureza operacional e liberação acidental de poluentes, a serem adotados pelos concessionários e empresas autorizadas a exercer atividades pertinentes à exploração e produção de petróleo e gás natural, bem como pelas empresas autorizadas a exercer as atividades de armazenamento e transporte de petróleo, seus derivados e gás natural;

ü Portaria ANP/INMETRO n.º 1, de 19/06/2000 - Aprova o Regulamento Técnico de Medição de Petróleo e Gás Natural, que estabelece as condições e requisitos mínimos para os sistemas de medição de petróleo e gás natural, com vistas a garantir resultados acurados e completos;

ü Portaria ANP n.º 118, de 11/07/2000 - Regulamenta as atividades de distribuição de gás natural liqüefeito (GNL) a granel e de construção, ampliação e operação das centrais de distribuição de GNL;

ü Portaria ANP n.º 243, de 18/10/2000 - Regulamenta as atividades de distribuição e comercialização de gás natural comprimido (GNC) a granel e a construção e operação de Unidades de Compressão e Distribuição de GNC;

ü Portaria ANP n.º 249, de 01/11/2000 - Aprova o Regulamento Técnico de Queimas e Perdas de Petróleo e Gás Natural, que dispõe sobre as questões relacionadas com as queimas em flares e as perdas de gás natural;

ü Portaria ANP n.º 032, de 06/03/2001 - Regulamenta o exercício da atividade de revenda varejista de Gás Natural Veicular - GNV em posto revendedor que comercialize exclusivamente este combustível;

ü Portaria ANP n.º 098, de 22/06/2001 - Determina a elaboração do Manual do Concurso Aberto pelos transportadores, detalhando os procedimentos de oferta e alocação de capacidade para o serviço de transporte firme decorrente da expansão de suas instalações de transporte de gás natural;

ü Portaria ANP n.º 254, de 11/09/2001 - Regulamenta a resolução de conflito de que trata o art. 58 da Lei n.º 9.478, de 6 de agosto de 1997;

ü Portaria ANP n.º 104, de 08/07/2002 - Estabelece a especificação do gás natural, de origem nacional ou importado, a ser comercializado em todo o território nacional.


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Anexo II – INFRA-ESTRUTURA DE TRANSPORTE DE GÁS NATURAL Fonte: ANP

Urucu

Coari

Cáceres

Corumbá

Cuiabá

Paulínia

Guararema

Uruguaiana

P. Alegre

Bacia de Campos

Bacia de Santos

Rio Grande

Fortaleza

Salvador

Gasodutos em construção

UPGNs

Capitais

Refinarias

Gasodutos em operação

Legenda:

Porto Velho

Gasodutos construídos - fora op. Gasodutos - em projeto


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INFRA-ESTRUTURA DE TRANSPORTE DE GÁS NATURAL (Continuação) GASODUTO BOLÍVIA - BRASIL

GASODUTO URUGUAIANA - PORTO ALEGRE GASODUTO LATERAL CUIABÁ

São Paulo

Belo Horizonte

Campinas

Campo Grande

Corumbá Rio Grande

Curitiba

Florianópolis

Porto Alegre Uruguaiana

Bacia de Santos

Bacia de Campos

Rio de

Janeiro

Rosário

32”24”

24”

Trecho em Operação - TBG

LEGENDA:

Transpetro

Trecho em Operação - GTB

20”

18/16”

Trecho Norte: 1418KmTrecho Sul : 1165KmTotal : 2583Km

Fonte: Petrobras

Uruguaiana

Porto Alegre

Paso de Los Libres

Alegrete

S. Vicente do Sul

Santa Maria

Cachoeirado Sul

Santa Cruz do Sul Canoas

615 Km24”

Montevideo

Buenos Aires

Rosário

AldeiaBrasileira

Colônia delSacramento

16”

Santa Fé

440 Km24”

Gasoduto Norte

24”

Gasoduto Centro-Oeste

30”30”

URUGUAI

BRASILARGENTINA

CAPACIDADE: 12 MILHÕES M3/DIA

Fonte: Petrobras

Fonte: Gasocidente

Anexo III – PRINCIPAIS AGENTES DO MERCADO BRASILEIRO DE GÁS NATURAL

Empresa Atividades Participações no Brasil

(nas Atividades da Cadeia de Produção

de Gás Natural e Energia)

Parceiros no Brasil (nas Atividades da

Cadeia de Produção de Gás Natural)

Área Geográfica de Atuação / Mercados Estratégicos

Petrobras (Brasil)

Toda a cadeia produtiva do petróleo e derivados e gás natural; fabricação e

comercialização de lubrificantes; indústria petroquímica; geração de energia

Transpetro, Gaspetro, BR Distribuidora, Blocos

Licitados, CEG (RJ), UTEs

Shell, TotalFinaElf, El Paso, BG, Agip, Enterprise Oil, BP,

ESSO, MOBIL, Petroserv, Santa Fe, Texaco, Repsol-

YPF, Chevron, outros.

Brasil, Angola, Argentina, Bolívia, Colômbia, Cuba, Equador,

Estados Unidos, Guiné Equatorial, Líbia, Nigéria, Peru, Reino Unido, Trinidad e Tobago

BG (Inglaterra)

E&P; transporte; armazenamento e distribuição de petróleo e gás natural; comercialização de GNL; geração de

energia elétrica

TBG; Gasoduto Cruz del Sur; Comgás; Blocos

Licitados

Enron, Gaspetro, Shell, El Paso, Petrobras, Chevron,

YPF, Petroserv, Pan American, Petrouruguay

Inglaterra, Argentina, Bélgica, Bolívia, Brasil, Cazaquistão, Egito, Filipinas, Índia, Itália, Malásia, Rússia, Singapura,

Tailândia, Tunísia, Trinidad e Tobago

Enron (EUA)

Transporte de gás natural; cadeia de energia no atacado (petróleo, gás e

eletricidade); infra-estrutura

TBG, Gasocidente, Algás (AL), Bahiagás (BA),

Compagás (PR), Copergás (PE),

Emsergás (SE), UTEs

BG, Gaspetro, Shell, TotalFinaElf, El Paso,

BR Distribuidora

EUA, Argentina, Brasil, China, Colômbia, Índia,

Trinidad e Tobago, Bolívia

Gaspetro (Brasil)

Subsidiária da Petrobras, responsável pela comercialização do gás natural no

país TBG, TSB, CEG-Rio (RJ)

BG, Enron, Shell, TotalFinaElf, El Paso,

Ipiranga, Tecgas, YPF, Iberdrola, Gas Natural,

Pluspetrol, BR Distribuidora

Brasil

Ipiranga (Brasil)

E&P, refino, transporte e distribuição de petróleo e derivados, transporte de gás

natural, indústria petroquímica, fabricação de óleos

TSB, Blocos Licitados Gaspetro, Tecgas, TotalFinaElf, YPF Brasil, Argentina, Chile

Shell (Holanda /

Reino Unido)

E&P e distribuição de petróleo e gás natural; fabricação e distribuição de

lubrificantes; geração de energia elétrica; estudos de fontes renováveis; indústria

química

TBG, Gasocidente, Comgás (SP), Blocos

Licitados, UTEs

BG, Enron, Gaspetro, TotalFinaElf, El Paso,

Petrobras, Entreprise Oil, Transredes, ESSO, Mobil,

Petrogal, BP, British Borneo

Oriente Médio, Europa, África do Sul, Argentina, Brasil, Bolívia,

Canadá, China, Colômbia, Equador, EUA, Índia, Japão,

Malásia, Peru, Rússia, outros. Fonte: Elaboração própria a partir de dados da ANP e das homepages das empresas.

PRINCIPAIS AGENTES DO MERCADO BRASILEIRO DE GÁS NATURAL – Continuação

Empresa Atividades Participações no Brasil

(nas Atividades da Cadeia de Produção

de Gás Natural e energia)

Parceiros no Brasil (nas Atividades da

Cadeia de Produção de Gás Natural)

Área Geográfica de Atuação / Mercados Estratégicos

TotalFinaElf

(França / Bélgica)

E&P, refino e distribuição de petróleo e derivados,

distribuição de lubrificantes, comercialização de GLP,

transporte e distribuição de gás natural

TBG, TSB, Blocos Licitados BG, Enron, Gaspetro, Shell, YPF, Tecgas, Ipiranga, Petrobras, Enterprise, ESSO

França, Argélia, Argentina, Bolívia, Brasil, Canadá, Cazaquistão, China,

Colômbia, EUA, Índia, Inglaterra, Itália, México, Nigéria, Rússia, Trinidad e Tobago, Venezuela, Oriente Médio

El Paso

(EUA)

E&P de petróleo e gás natural; transporte, armazenamento e

processamento de gás natural; geração de energia

elétrica; serviços de telecomunicações

TBG, Blocos Licitados, UTEs BG, Enron, Gaspetro,

Shell, TotalFinaElf, Petrobras, Petroserv

EUA, Brasil, Eslováquia, Hungria, Inglaterra, Portugal, República Tcheca,

Turquia

Agip

(Itália)

Produção, refino e distribuição de petróleo e derivados e gás natural

GasBrasiliano (SP), Blocos Licitados

ENI, Texaco, YPF, Petrobras

Itália, Arábia Saudita, Brasil, China, Equador, Espanha, EUA, França,

Indonésia, Portugal, Romênia, Rússia, Venezuela

Repsol-YPF

(Espanha / Argentina)

Petroleira que atua de forma integrada nos setores de petróleo, química, gás e

eletricidade

Gas Natural (RJ), TSB, Blocos Licitados, CEG (RJ), CEG-Rio

(RJ), Gas Natural Sul (SP), UTEs

Gaspetro, Ipiranga, Tecgas, TotalFinaElf, Santa Fe, Petroserv,

Petrobras, JAPEX, Texaco, Agip, Unocal, BG, Statoil, Enterprise

Espanha, Argentina, Alemanha, Argélia, Bolívia, Brasil, Cazaquistão,

Chile, Colômbia, Dinamarca, Equador, França, Indonésia, Inglaterra, Líbia, Marrocos, México, Peru, Portugal,

Trinidad e Tobago, Venezuela

BR Distribuidora

(Brasil) Distribuição de petróleo e derivados e gás natural

Algás (AL), Bahiagás (BA), CEG (RJ), CEG-Rio (RJ),

Cegás (CE), Compagás (PR), Copergás (PE), Emsergás (SE),

E.Santo (ES), MSGás (MS), PBGás (PB), Potigás (RN), Rongás (RO), SCGás (SC),

Sulgás (RS)

Enron, Pluspetrol, Gaspetro, Gas Natural,

Iberdrola Brasil

Fonte: Elaboração própria a partir de dados da homepage www.gasenergia.com.br, em 23/07/2002, e da ANP.

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PANORAMA DA INDÚSTRIA DE GÁS NATURAL NO BRASIL: … · 2019. 4. 11. · Gasoduto Bolívia - Brasil (Trecho Norte) TBG Operação 1418 30 Gasoduto Lateral Cuiabá Gasocidente do